La programmation de l’énergie à l’épreuve du réalisme

La PPE 3 a été dévoilée le vendredi 13 février (un miracle puisqu’elle parait avec plus de deux ans de retard), sous forme d’un décret, et elle devrait être amendée lors d’un prochain débat parlementaire, probablement après les élections de 2026 et 2027, donnant lieu alors à une loi comme cela doit être la règle. Elle constitue un compromis qui ménage la chèvre nucléaire et le chou renouvelable et parait très ambitieuse, voire peu réaliste, quant aux objectifs fixés pour 2030.

On prévoit de passer de 58% d’énergies fossiles (dont 38% de pétrole et 19% de gaz) contre 42% d’énergies décarbonées en 2025 (dont 26% d’électricité et 16% d’énergie thermique décarbonée) à près de 60% d’énergie décarbonée en 2030 (dont 38% d’électricité) contre un peu moins de 40% pour les énergies fossiles. Un tel effort parait difficilement atteignable en moins de 4 ans. Il est vrai que ces pourcentages sont calculés sur une base (l’énergie finale) qui est sensée diminuer fortement, passant de 1500 TWh environ en 2025 à 1300 TWh en 2030. En 2035 l’énergie finale devrait atteindre 1100 TWh, les énergies carbonées 29% et les énergies décarbonées 71% (dont 38% d’électricité). Ces chiffres sont-ils réalistes ? Cela suppose un effort considérable d’efficacité énergétique et un développement lui aussi considérable de l’électrification des usages, tant dans le domaine du véhicule électrique que dans ceux de l’industrie et du secteur domestique. Or la demande d’électricité est atone depuis plusieurs années et une relance de la consommation ne se décrète pas.

Du côté de l’offre d’électricité la PPE 3 confirme le choix annoncé à Belfort de construire 6 EPR2 dans un premier temps, avec une mise en service probable vers 2038, et 8 EPR2 dans un second temps. Mais elle prévoit aussi de construire, à court terme cette fois, encore pas mal d’électricité renouvelable intermittente alors que la France est en surcapacité électrique. Il y a certes un coup de frein car la puissance additionnelle prévue est moindre qu’attendue et devrait favoriser la « remotorisation » des parcs existants. Mais ce choix aura deux conséquences néfastes : il sera coûteux en termes d’aides pour le consommateur ou le contribuable (que ce soit sous forme d’obligation d’achat ou de complément de rémunération) puisque les prix de gros auront tendance à chuter lors de l’injection massive d’éolien et de photovoltaïque, d’une part, il va conduire à accroître la modulation forcée du nucléaire, d’autre part. Certains font observer que l’éviction du nucléaire permet alors d’économiser du combustible mais c’est comme acheter une voiture et la laisser au garage pour économiser l’essence au motif que les transports collectifs subventionnés coûtent moins cher. Un facteur de charge plus faible accroît mécaniquement le prix de revient du MWh nucléaire.

Reste le problème principal : comment relancer l’électrification des usages ? La baisse du prix de l’électricité est une solution incontournable même si elle n’est pas la seule. Notons que l’électricité est davantage taxée que le gaz fossile (accise de l’ordre de 30 euros/MWh contre 15 euros, hors TVA) ce qui est incohérent puisque l’on veut favoriser la décarbonation du mix énergétique. Cela s’explique par des raisons historiques : la TICFE (ex CSPE), qui a été remplacée par une accise de même montant en 2025, était une taxe affectée : elle était calée sur le surcoût des renouvelables. L’accise est un impôt non affecté qui est versé au budget général de l’Etat et obéit à la règle de la non-affectation des recettes fiscales. Du coup on peut déconnecter le montant de l’accise du montant des aides aux renouvelables. On peut donc baisser l’accise payée par le consommateur tout en augmentant les aides payées par le contribuable. C’est le seul poste sur lequel l’Etat a prise : il ne maitrise pas le coût de fourniture de l’électricité, largement dépendant du marché de gros, ni le coût des réseaux ; le TURPE est, et restera, orienté à la hausse au vu des investissements prévus pour les raccordements des installations de renouvelables et pour les interconnexions transnationales.

Rappelons que le prix de l’électricité payé par les industriels est en Europe le double du prix observé en moyenne aux Etats-Unis, qui ont la chance de disposer d’un gaz de schiste très bon marché, lequel sert à produire 40% de leur électricité. Il est légèrement moindre en France que dans beaucoup de pays européens voisins. Le GNL américain importé en Europe coûte trois fois plus cher qu’aux Etats-Unis du fait du coût de la liquéfaction, de celui du transport par méthanier et des accises et autres contributions (comme les CEE). Certes la part du gaz dans la production d’électricité est très faible en France (de l’ordre de 4 à 6%) mais elle est sensiblement plus élevée dans le reste de l’U.E et de plus la centrale à gaz est encore la centrale marginale une bonne partie du temps en Europe, ce qui est un problème dans un système d’enchères à prix-limite. Baisser le prix de l’électricité devrait attirer les industriels (les data centers par exemple) et c’est la condition pour à terme relancer la demande d’électricité.

Cette PPE3 est donc un document dont le contenu cherche à convaincre le plus grand nombre mais qui in fine ne satisfait vraiment personne, ni les écologistes ni les partisans du nucléaire ; il faudra revoir la copie assez vite pour élaborer un document à la fois plus réaliste et avec des ambitions plus cohérentes.

*Professeur émérite à l’Université de Montpellier